大庆油田天然气放空治理措施

原油生产过程中伴生的天然气及气田试采阶段的天然气往往不能得到合理利用,很多被放空燃烧掉了,导致资源浪费及安全隐患,世界各国已开始重视天然气放空问题。为此,结合国内外天然气放空及治理情况, 对大庆油田伴生气和气田气放空的原因进行了分析,提出了大庆油田天然气放空的治理措施：①增加伴生气处理装置总体规模;②完善湿气调配系统;③完善集气返输系统;④扩建储气库;⑤应用CNG橇装化技术。实施上述措施将有助于节能减排目标的实现。     

大庆油田轻烃产量现状及提高产量的措施

大庆油田目前（1996年）每年的轻烃产量为87．86×104t，为了满足建设大化工区的需要，轻烃年产量需要增加到100×104t。随着油田产量的递减，必须在“九五”期间大力开展技术挖潜和改造，才能增加轻烃的年产量，进而满足大化工发展的需要。技术挖潜应该从充分利用油气资源、增加轻烃储存能力和缩短生产装置检修期等方面着手；技术改造应该从改变制冷方式、改变原油稳定方式、提高原油稳定装置的闪蒸温度以及适当增加原油稳定装置稳前原油的含水量等方面着手。     

墨西哥采油设施中含硫湿气和无硫干气的处理流程

墨西哥采油设施中存在的一个主要问题是含硫湿气和用作平台燃料气、气举气的无硫干气都要通过长距离[大约125mil(1 mil=1.61 km)]输送才能到达天然气处理厂.本文提出了在采油设施附近处理舍硫湿气和无硫干气的方案,避免了在天然气输送过程中出现诸如多相流、天然气凝析、压力损失大、频繁清管和腐蚀率高的问题;另外,由于回收了液化石油气及C5 ,所以可以获得更大的收益.这些新方案为节约能源、改善采油设施和环境保护开辟了新路.由于销售产品的种类增多,经济效益也得到了明显提高.虽然这些方案在墨西哥的采油设施中显得很新颖,但在类似条件下的其他国际公司已经开始实施它们了.本文提出的方案适用于目前与未来墨西哥处理和输送天然气的采油设施.     

大庆油田污水处理系统存在问题及技术措施

大庆油田经过40多年的开发建设，采出水水质特性和处理工艺均发生了较大的变化。如何通过技术改进使处理工艺适应水质特性的变化，提高注水水质使之达标，是大庆油田亟待解决的问题之一。通过对大庆油田采出水处理工艺的存在问题进行分析，提出了改善水质的具体技术措施，应用到实际生产后，回注水达标率得到有效提高。     

大庆油田地面工程节能技术措施浅析

大庆油田节能减排工作在“十一五”期间取得了较好的成绩,但同时也面临着巨大的压力:油田老区已进入高含水后期,随着含水率的不断上升,产液量和注水量持续增加,降耗减排难度日趋增大;新投入开发的区块,多为品位低、丰度低、低产低渗透油田,因而带来能耗和排放的不断上升.为确保大庆油田“十二五”期间节能80×104 t 标煤目标的实现,总结并分析了“十一五”地面工程节能技术措施.节能技术措施主要有不加热集输处理、注水节能、综合节电等技术.     

大庆油田电网存在问题分析及解决措施探讨

目前大庆油田电网部分电力设施老化,可靠性降低;系统网架结构不尽合理,负荷不均衡;系统安全隐患较突出,影响电网安全运行;电网受极端天气影响较大,防灾能力不强。针对以上问题采取相应解决措施:更新更换老旧设施,包括更新固定变配电站、移动变电站的设备等;优化调整网架结构,包括变电站增容、新建变配电站、变电站电源线路优化等;治理消除隐患缺陷,包括箱式变密封改造、光纤纵差保护改造、隐患线路及电缆改造等;提升防雷技术水平,包括变电站采用设备户内布置方式、线路采用玻璃材质绝缘子、加装避雷器及在线监测装置、线路采用接地模块、裸导线采用绝缘措施等。通过采用合理的应对措施,能够有效提高油田电力系统的供电可靠性,助力油田生产。     

提高大庆油田喇二浅冷装置生产能力的探索

大庆油田采油六厂地区近年来湿气产量远高于前几年的预测值,喇二浅冷装置处理能力相对不足,造成该地区天然气放空量增大.通过分析装置流程及工作机理,找到了影响浅冷装置生产能力的主控因素,认识到降低压缩机出口到二级三相分离器总压降将会提高装置的处理量.结合现场实际情况,针对4处压降较大的部位制订了调整机后空冷器运行方式、改造压...     

大庆油田南三油库回水系统的优化整合

大庆油田南三油库原有3座锅炉房,在运行过程中,其中2座锅炉房存在锅炉系统冷凝水回收量大且含油、污水排放量大等问题,严重降低了热力系统效率,并对环境造成污染;1座锅炉房存在设备老化、故障率高、运行费用高、管理难度大等问题.为此,需要对南三油库生产区、生活区热力负荷进行优化整合,以提高热力系统效率,达到安全、高效及节能的目的.     

天然气脱硫技术及其在大庆油田的应用

大庆油田目前油田伴生气处理已形成网络化 ,南北两大输气干网已经形成 ,集气管网各成体系 ,天然气公司引进的 16套油气处理装置及红压、南区、北压、喇压、中七浅冷等装置承担着油田大部分的伴生气处理任务。对上述处理装置进行分类 ,16套引进装置中 10 0 # 和15 0 # 甘醇脱水装置及 5 0 0 # 原油稳定装置均是为浅冷装置或压气站供气 ,因此大庆油田天然气的脱硫应优先考虑在浅冷装置后进行脱硫     

提高大港油田配电网供电可靠性的技术措施

通过对大港油田配电网薄弱环节的分析,开展了提高油田配电网供电可靠性的技术研究,有针对性地提出了配电网抗自然灾害的技术措施;配电网运行方式的优化措施;35kV直配电系统和临时变改造方案;油井抗系统晃电的技术措施.这些技术措施的应用有效降低了大港油田配电网的故障率及故障停电时间,提高了配电网运行的可靠性,对油田今后的配电网建设具有指导意义.     

大庆油田深层气井固井技术研究

大庆油田深层天然气勘探开发,对深井固井技术提出了新的要求.针对深层地质和工程特点,在抗高温、防腐、防漏、防窜等几方面开展了比较系统的研究和应用,配套形成了一套以抗高温、防气窜、防腐为主要特点的深井固井技术,基本满足了目前大庆油田深层气井固井需要.     

大庆深层气体钻井复杂事故影响因素与对策分析

采用气体钻井能够大幅度提高机械钻速,有利于勘探发现,但是由于气体钻井过程中出现了诸多的复杂情况和事故,导致缩短钻井周期的效果不明显,不能充分发挥气体钻井的作用。针对影响大庆深层气体钻井质量的地质和工程因素进行了分析,建立了气体钻井地层出水的预测方法和适合大庆深层的井壁稳定判别值,开发出地面监测系统,完善了相关技术措施,在现场实际应用中取得了较好的效果,对大庆油田气体钻井设计以及气体钻井技术的推广应用具有重要的意义。     

大庆油田深层气井固井技术

大庆油田深层气井平均井深4000～4500m，固井施工存在很多技术难点，例如地层裂缝发育、破裂压力低、地温梯度高、井径不规则、封固井段长等，施工过程中存在井口窜气、双级箍免通径成功率偏低等问题，为此，大庆油田采取了一系列相应的技术措施：优化井眼净化技术、研制或引进抗高温水泥浆体系、应用抗CO2腐蚀的TP—SUP13Cr套管和DCR防腐水泥浆、应用双级固井技术，从而有效地保证了固井施工的顺利进行和固井质量的提高。详细介绍了大庆油田特有的深层气井配套技术．指出了目前大庆油田深层气井固井存在的问题并提出了处理建议。     

湿气流量计现场使用技术难点分析

湿气广泛地存在于石油天然气工业中,湿气的在线测量对于降低油气田的投资和运行成本,提高油气田的生产效率和科学管理水平都具有重要意义。近十年来,湿气在线测量技术得到了较大的发展,出现了多种不同测量原理的湿气流量计。简述了目前中国石油湿天然气的计量现状和技术需求,分析了现有湿气流量计的测量原理,并对当前湿气流量计的实验室测试结果和现场应用情况进行了详细分析,初步总结了湿气流量计现场使用的技术难点。建议进一步开展湿气流量计测试研究和现场应用试验,总结湿气流量计所能适应的工况范围以及其长期使用的适用性,建立湿气流量计的测试方法和准入标准,规范湿气流量计的使用和维护。     

大庆油田气体钻井配套技术及应用

针对深部地层机械钻速慢、中浅层"三低"储层开发动用难等问题,大庆油田开展了气体钻井配套技术研究及实践。通过配套湿度和注气参数等监测装备、判别水层、计算地层出水量、优化钻具组合及钻井参数、采用"内喷外侵"气液转换工艺,解决了地层出水引起的复杂情况、易发生井斜、井壁失稳等问题,形成了一套适用于大庆油田深层泥页岩地层的气体钻井配套技术,实现了在泥页岩地层出水情况下安全钻进。大庆油田27口深井应用该配套技术后,钻井速度提高4倍以上,钻井周期缩短15 d以上;8口中浅井应用该配套技术,在不采取压裂增产措施的情况下,单井产量提高2 t/d以上。这表明气体钻井技术是深层提速及中浅储层保护可行的技术,为大庆油田加快勘探开发进程提供了新的技术手段。      

生物表面活性剂在大庆油田的应用研究

对从大庆油田地层水中分离得到的产生物表面活性剂菌株及其代谢产物进行分析鉴定,确定菌株为枯草芽孢杆菌,代谢产物为脂肽类。将脂肽类生物表面活性剂与化学合成表面活性剂复配并对体系性能进行研究,结果表明,复配体系性能好于或相当于合成表面活性剂体系,复配体系物理模拟驱油实验提高采收率27．35％（OOIP）,比相同注人流程化学驱提高4．35％（OOIP）。由于脂肽表面活性剂替代了部分化学合成表面活性剂,在提高采收率的同时降低了成本,具有良好的应用前景。     

某集气站天然气压缩机噪声治理

〗鄂尔多斯盆地靖边气田某集气站天然气压缩机在运行过程中厂界区等效噪声排放值达66 dB（A）,超过了国家相关标准,影响了员工和周围居民的工作、生活。通过对该压缩机产生的噪声进行现场监测和频谱分析,找到了导致噪声高的根源--主要是20 Hz以下的低频音。从生产实际出发,同时兼顾照明、通风和降温等需要,先后采取了3项降噪措施：①在压缩机周围和顶部搭建半封闭式吸隔音屏障;②在消音器周围安装半封闭式吸隔音围护;③给动力缸排烟管包裹保温岩棉。复测结果显示：该集气站厂界区等效噪声值低于国家标准规定的夜间排放限值55 dB（A）。上述降噪方法可为其他集气站噪声治理提供借鉴和参考。     

普光高含硫气田集输管网优化

针对普光气田自身特点,以集输管网投资最小为目标,以管网各节点的流量、压力及管道的压力限制等为约束条件,建立了树状集输管网布局、管径和阀门数目全局优化数学模型,采用双重编码遗传算法对模型进行求解,获得了总投资费用最省的管网布局、管径和阀门数目。优化过程中,针对普光湿气集输采用气液混输的特点,确定了湿天然气的物性计算和热力计算模型。通过计算值与实测值的比较,确定了适用于湿气混输管线且精度较高的水力计算模型,保证了优化过程中物性、压力和温度计算以及优化模型约束条件校核的准确性。实例计算表明,所建立模型准确,优化算法有效,对降低高含硫气田管网建设成本和提高管网安全性有重要指导意义。